精細管理，統籌優化，努力提高金9塊開發效果

孫夢嬌

摘 要：金家油田地處山東省桓臺縣，區域構造位置處于東營凹陷的西南邊緣斜坡帶上，花溝鼻狀構造的西翼，南靠魯西隆起，北臨正理莊油田。主要開發層系：沙一段、沙二段、沙三上、沙三中。整體構造形態呈南高北低的單斜，構造平緩，地層傾角5-7°。本文分析了區塊油藏地質特征，開發歷程以及現狀，對開發形勢和效果進行評價，并提出了下步工作方向。

關鍵詞：金家油田；油藏特征；開發現狀；下步工作方向

一、油藏地質特征

金家油田地處山東省桓臺縣，區域構造位置處于東營凹陷的西南邊緣斜坡帶上，花溝鼻狀構造的西翼，南靠魯西隆起，北臨正理莊油田。主要開發層系：沙一段、沙二段、沙三上、沙三中。整體構造形態呈南高北低的單斜，構造平緩，地層傾角5-7°。工區內發育4條斷層，其中②、③、④號斷層對油水分布起控制作用。沙一、沙二、沙三上砂巖類型相似，主要為長石巖屑砂巖、巖屑砂巖，少量巖屑長石砂巖。

沙三中主要為巖屑長石砂巖。上述砂巖均表現為：巖石成分成熟度和結構成熟度低，碎屑顆粒中巖屑、長石含量高，巖屑以巖漿巖、變質巖巖屑為主。巖石疏松，分選中等偏差，磨圓度以次棱狀為主，膠結物含量低?？紫额愋鸵栽诪橹?。根據粒度分析，研究區砂巖以細砂為主。粒度中值沙二、沙三上略大，分別為0.272、0.278mm，沙一、沙三中次之。濱淺湖相沉積，儲層在工區西部相對較厚。曲流河沉積，儲層在工區西部、東部相對發育。儲層敏感性較強。沙一段油層主要在工區西部發育，平均厚度2.1m。沙二段油層大面積分布，主要發育在工區東、西部，平均厚度2.9m。沙三上油層大面積分布，主要發育在工區中南部，平均厚度6.8m。沙三中油層主要發育在工區東南部，平均厚度10.6m。

二、開發歷程以及現狀

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油水井總井52口，油井47口，開井40口，采油速度0.3 %，采出程度4.7 %，日液水平144.6t，日油水平 56.5t。

三、開發形勢分析及效果評價

與2015.12月相對比，日液水平升高、日油水平穩定，綜合含水上升，（主要原因是開高含水井J9-4-X9 ）；動液面變淺（間開影響）。2016.6月與2015.12月對比：老井產量比較穩定，目前措施日增油1.6t。自然遞減1.3%、綜合遞減-4.7%。

金9塊邊底水不活躍，屬天然能量不足型。沙三上原始地層壓力8.17MPa，處于高部位井采出量高，無能量補充，地層壓力低；低部位井采出量低，受邊水影響，地層壓力變化不大。天然能量開發，動液面下降快（初期平均動液面493m，目前液面平均液面647m）。綜合考慮儲量、主力油層數目和物性因素，劃分三套開發層系。從平面上看厚度中心縱向上疊合程度較差，分三套開發層系使用一套井網進行開發。目前金9塊在老井基礎上采用反七點、反九點井網注水開發，與數模結果吻合。該井網目前已轉注油井5口，有9口油井待轉注。金9塊初期綜合含水12.5%，目前62.7%，其中21口井進入高含水期，占開井數的43.8%。

從含水分布圖上看，高含水井主要分布在構造低部位，主要影響因素為邊水錐進。沙三中初期日液61.2t，日油40.9t，含水33.2%，目前日液72.3t，日油24.1t，含水71.2%，其中含水上升較大井2口。

2011年分別在沙三上、沙三中各選取1口井開展注水試驗，注粘土穩定劑段塞預處理地層后注水。2015.12月，根據新編制的方案，選取沙三上3口油井轉注，截止目前5口注水井日注182m3，月注5453m3，月注采比1.26，累注采比0.19。

為加快完善注采井網，補充地層能量，2015年底沙三上3口油井轉注，對應9口生產井。目前注水油壓分別為4.2MPa、3.4MPa、3.1MPa，月注水2613m3，平均日注水量87.1m3/d，月注采比2.5，累注13318m3。

四、下步主要工作方向

1、分層加密井網，提高儲量控制程度

油井：8口，其中：老井：6口；新鉆：2口；水井：3口；其中：老井：1口；轉注：2口、

2、加快油井轉注，補充地層能量

待轉注井9口，依據地面工程完成時間加快轉注，補充地層能量。

3、加快層系歸位，提高注采對應率

共對38口油水井144個層進行層系歸位，層注采對應率88%，砂厚注采對應率91%，與目前相比提高近50%。

4、結合“三線四區”，進一步完善井組間開制度

金9-4-斜8井組開始實施間開，開1口低產低效井，產量基本穩定，日節省電量600KW·h。下一步將繼續優化間開制度，對其它井組進行間開。

5、結合“四化”平臺，落實單井基礎資料

金9塊采用水利射流泵投產，單井基礎資料落實不準確。下一步結合“四化”建設，利用流量儀落實單井資料。